来源：中国证券网
【电荒欲来】
今年大面积电荒提前到来 电价迎来上调窗口期（本页）
高新区的限电经
【煤价狂飙】
上网电价上调2分钱 扬汤止沸应对煤价狂飙
煤炭物流有成本黑洞 “倒煤”利润三方均分
【投资策略】
“电荒”影响需求 煤炭股三条投资主线
银河
申银万国：煤炭板块逐步配置优质品种（荐股）
申银万国：淡季“电荒”昭示煤价上行趋势确立（荐股）
中金公司：煤炭板块适当关注超跌个股（荐股）
齐鲁证券：煤炭板块短期或有技术性反弹（荐股）
【个股掘金】
11煤炭股跃跃欲试
电荒打开销售电价上调窗口
专家建议，应该首先提高工业电价，居民电价则以阶梯电价方式解决
记者 施智梁 王 蔚 北京 上海报道
需求端高耗能产业屡禁不止，供给端水电生产受制于南方大旱，火电企业受制于煤电价格倒挂。在供需两端的挤压共振下，今年的大面积电荒已提前到来。中国电力企业联合会预警，迎峰度夏期间电力缺口保守估计将达3000万千瓦，还有进一步扩大可能。“这是2004年以来中国所面临的最大一次电荒，范围和深度都是前所未有的。”中电联称。
另据媒体报道，紧张的电力供需形势已经导致江西、湖南、贵州三省上调火电上网电价2分/度。
种种迹象显示，终端销售电价已经迎来一个上调窗口期，不少专家建议适当调整工业用电价格以遏制高耗能产业快速增长的用电需求。也有业内的消息人士告诉《经济参考报》记者，最近有关部门正在开会讨论上调部分电荒重灾区电价的问题，不排除上调终端销售电价。但他同时表示，居民电价短期内应该不会上调。
今年4月以来，多地出现较严重的电力供应偏紧，华东电网、华中电网均出现了较大的电力缺口，大量工厂被拉闸限电，不少地区甚至出现了拉闸居民用电的现象。记者了解到，除了南方大旱、高耗能产业用电需求复苏等原因，造成今年较大面积电荒提前到来的深层次原因是煤电价格没有理顺造成火电企业亏损严重，发电积极性受挫。
据媒体报道，国家发改委拟补充部分电荒重灾区上网电价，加上4月上旬已上调的全国16个省市的上网电价，全国近20个省市的火电企业的成本压力有所缓解。但由于上网电价是电网向电厂收购电量的电价，而销售电价则是电网企业向全社会的终端用户（包括农业、工业、服务业和居民）销售电能的价格。火电企业的成本压力暂时转移到了国家电网一端。
记者在采访中获悉，继上调各地上网电价之后，终端的销售电价也迎来上调窗口期，销售电价在近期上调的可能性不小“上调上网电价不过是电力企业系统内部的利益再分配，而上调销售电价则是把电力企业的部分成本转移到了全社会。”一位不愿意透露姓名的业内人士向《经济参考报》记者表示，“此前被媒体曝出的多省上网电价上调，本质是电网企业承担了火电企业的成本上涨，而电网企业不可能一直承担着火电企业的亏损，这种成本压力的释放只是个时间问题。”
由于“市场煤计划电”的体制一直没有理顺，火电企业的亏损由来已久，“火电企业发得越多亏得越多”在业内不是秘密。自3月起，国内煤炭价格出现淡季飙升，秦皇岛环渤海动力煤价格连续九周上涨，从767元/吨上涨到827元/吨，更是在相当程度上加大了火电企业的成本压力，导致不少火电企业出现较大面积的检修，从而加剧了电荒。
电监会发布的数据显示，从2008年开始，全国五大发电集团火电合计亏损达600多亿元。另有中电联的数据显示，1至4月份，我国五大发电集团的火电生产业务亏损105.7亿元，比上年同期增亏72 .9亿元，中电联认为“煤价上涨是根本原因”。
虽然电网企业的经营情况比发电企业稍好，但极低的利润率让电网企业也无法长期承担火电企业的成本转移。国家电网副总经理舒印彪近日表示，国家电网拥有2万余亿元资产，利润只有400余亿元，这样的利润率在世界范围内都不高。“目前上调的部分省份的上网电价，因销售电价没有调整，所以这部分增加的成本由国家电网承担，必然会影响到公司利润情况。不过，相信在合适的时机，销售电价会调整。”舒印彪向媒体表示。
不少业内人士和专家向记者表示，电企生产的积极性不高在某种程度上更加大了电力缺口，上调电价已经成为了短期内国家缓解日益严重的电荒最实际可行的方法。
华东电网公司发展策划部高级工程师杨宗麟接受《经济参考报》记者采访时表示，上调销售电价，从目前煤电联动的角度看，将有利于提高电力企业的积极性，有利于缓解当前部分地区缺电情况。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授也认为，在电力市场化改革不到位的情况下，提高电价能在短期内缓解缺电情况。电价上调对C PI的影响主要在于市场的预期，一般而言，上调1分钱销售电价对C PI的影响并不大。
华北电力大学校长助理张粒子教授告诉《经济参考报》记者，电网企业不会长期承担火电企业的成本压力，长期来看这样的成本压力是会向终端释放的。
然而由于考虑到国内的通胀压力依然存在，多位专家建议，提高电价，尤其是销售电价，应该首先上调工业电价，居民用电应该以需求侧管理的方法来解决。
林伯强表示，如果国家决心上调电价，应该上调工业电价，居民电价应该以阶梯电价的方式解决。
张粒子表示，由于今年年初以来不少高耗能企业出现了较明显的反弹迹象，上调工业用电有利于节能减排和调整产业结构。
杨宗麟认为，终端销售电价上调会对C PI带来一定影响，尤其是如果简单上调居民电价会给老百姓带来心理上的连锁反应，他认为对于居民电价，梯度电价和峰谷电价政策现在出台或推广是个比较好的时机，这也让老百姓感到政府不是纯粹涨价，而是引导大家合理科学的用电，从而缓解当前电力紧缺的局面。如果能够在迫使用电大户在淘汰落后生产力方面，那上调工业用电是比较有智慧的做法。（经济参考报）
上网电价上调2分钱 扬汤止沸应对煤价狂飙
继4月份上调山西、河南等十余省上网电价后，国家发改委拟补充上调江西、湖南和贵州三省火电上网电价2分/度，这将大大缓解当地火电厂经营压力。粗略估算，上调2分钱相当于到厂标煤单价上涨60元/吨左右。而河南和湖北两省上网电价上调幅度拟由此前的1.5分/度调至2分/度。
此外，5月18日，宝新能源（000690）（000690.SZ）发布公告称，公司接到南方电网通知，其下属两电厂的上网结算电价将上调0.18分/千瓦时。在缺电最严重的广东省，这是继一周前粤电力A（000539）（000539.SH）上网电价上调以来的又一次电网调价举措。
在很多省份的缺电现象越来越严重的情况下，上调上网电价成了缓解问题的一个手段。但是上调上网电价能够解决这次淡季缺电吗？
上调2分钱暂保电企不亏
电价上调后，一些发电企业将提升盈利水平，如赣能股份（000899）和华银电力（600744）等。宝新能源公告称，此次电价调整将使公司今年营收增加1665万元。粤电力A也预计，调价后公司合计将获得5691万元的净利增收。尽管因调价直接获利，但相关企业仍表示，上网电价仍有上调空间，以弥补因煤价大涨给发电企业所加重的负担，进而提高电厂发电机组的可利用小时数。
厦门大学能源经济研究中心主任林伯强在接受《证券日报》记者采访时称，上调电网电价可以暂时缓解目前的缺电状况。粗略估算，上调上网电价2分/度，火电企业应该很快就不亏了，可以说刚刚够。
“一般电价涨1分钱，假如这个厂是70亿的电量，就可以帮电厂多收入是7000万。”电监会某工作人员告诉《证券日报》记者。
中投顾问能源行业研究员任浩宁则向《证券日报》记者表示，此次缺电规模不断扩大的重要原因是电煤价格不断攀升，但是上网电价岿然不动，发电企业“发电就亏损、越发越亏损”，导致生产积极性大幅下降。随着此次上网电价的上调，发电企业的亏损额将大幅减少，生产积极性随之上升，发电量也将随之增加。供应的增加将在一定程度上缓解电力紧缺态势。
电价将继续看煤价脸色
“此次上调上网电价华东区域调的不多，最困难的安徽省反而没有调。但是我个人觉得上调上网电价对缓解用电紧张作用不大，赶不上煤价的变化造成的。”上述电监会工作人士说。
最新一期的环渤海动力煤价格指数上周继续上涨，这已是该指数连续第九周上涨，总幅度达60元/吨。而有中国煤炭市场晴雨表之称的秦皇岛煤价再次普遍上涨。其中除5800大卡动力煤价格上涨10元/吨至865~875元/吨，其余煤种均上涨5元/吨，再次刷新近两年以来的高值。
任浩宁也表示，调上网电价能否缓解火电厂亏损取决于电煤价格变动幅度。如果未来电煤供应持续紧张，煤价上涨幅度过快，将会造成火电企业成本快速增加，因电价上调带来的利润将被抵消，甚至继续亏损。
“电企不赔了，发电的动力就来了，但是进一步还要看煤价是不是涨，如果煤价跟着涨，那就没有任何作用。只涨电价不压煤价还是不能最终解决问题。”林伯强说，煤价高是相对电价而言，煤价现在是由市场决定的。但是电企一亏，一出现用电紧张就调电价，不是解决问题的根本办法，会形成一种恶性循环。单单调几个省可能会导致博弈，可能导致更多的省缺电。
此外，上调上网电价，终端电价不涨的话，不过是把亏损的部分由电企转给电网，是治标不治本的一种方法。而对于电网暴利的说法，林伯强也不认同。他说：“电网的收益率并不高，从经济学上来讲，产出要与投入相比较，电网投资大，去年利润才400多个亿，目前其实还处于亏损的状态。”
任浩宁则指出，中国独特的电力价格机制造成电价制定权掌握在中央政府手中。电网企业的利润来源于销售电价和上网电价之间的差额，这一差额的大小完全由政府主导。国家电网总资产超过2万亿，2009年利润约为32.4亿元，2010年利润为450.9亿元，差别巨大源于中央在2009年为促进经济恢复抑制电价，2010年上网电价有所下调导致利润增加。电企亏损根源不在于电网利润过高，而在于垄断体制下不合理的电价形成机制。（证券日报）
高新区的限电经
本报记者 王颖春
最近，困扰南方某高新区管委会领导赵新成（化名）的问题已不再是限不限电，而是如何限电的问题。
这个总面积70平方公里，有24个亿元以上项目，拥有电子信息、高精机电、食品医药、新能源和新材料等产业，生产总值将近9亿元的高新区，正面临有史以来最严重的用电危机。
去年，作为开发区领导，即便是在用电最紧张的夏季，赵新成也没有拉下过一次企业的电闸。他总是通过各种办法错峰用电，以保证企业正常生产。
然而，今年不拉电闸是不行了。根据省经信委逐级下发的用电指标，分配到高新区头上的配额，已不能满足高新区内几十家企业正常用电。
赵新成介绍，目前市里与高新区正研究制定限电管理办法，虽然尚未有最终结果，但高新区内限电的基本原则已明确。
首先，要拉那些高耗能低产出企业的电闸。“例如，铸造企业，耗电量大，但是产品净利润不高，这类企业将成为优先限电对象。”
其次，限电要结合企业产销实际。“例如，某家外贸企业即便耗能较大，但如果客户要求三天内必须交货，为使企业不蒙受损失，管委会会优先保证这家企业的用电。”
赵新成管辖的高新区所面临的缺电问题，只是当地缺电的一个缩影。在工业更为发达的苏南地区，缺电问题更为严重。据江苏省经信委副主任、南京电监办专员顾瑜芳介绍，今年夏天，江苏将成为我国供电缺口最大的省份，预计最大统调缺口将可能超过1100万千瓦，缺口将达16%。
“高新区成立以来，每年用电负荷都以18%左右的速度增长。这意味着5年用电量就会翻一番，但是当地上马一个电厂，连审批带建好需3-4年，供电跟不上，用电又怎么能不缺电。”赵新成说。
毫无疑问，用电需求逐年增加，电源点建设跟不上，是导致此次“电荒”的原因之一，但中商流通生产力促进中心研究员李廷认为这只是表面原因。多年积累的煤电矛盾才是引发“电荒”的根本原因。今年春天煤价没有出现明显回调，面对持续高企的成本压力，火电企业没有得到喘息机会，成为当前“电荒”的导火索。
“"市场煤"不断上涨，"计划电"却纹丝不动。火电厂发电发得越多亏得越多，发电不积极最终导致这次"电荒"。”李廷说。
以“电荒”严重的浙江和湖南为例，3月两省火电设备平均利用小时数分别为459小时和450小时，前者超过全国平均水平2小时，后者低于全国平均水平7小时。
“很明显，这些地区火电设备没有得到充分利用，不是所谓装机容量不足，取全国的数据都可说明这一问题。” 李廷说。
江苏的情况与此类似，中国证券报记者在当地了解到，目前江苏部分60万千瓦以下燃煤机组已是发电即亏。李廷认为，在全国80%以上的电力装机仍是火电的前提下，要想从根本上解决“电荒”，煤电这一对矛盾是绕不过去的。
“很多人认为上调电价可解决根本问题，但我认为调价牵一发而动全身，在煤炭价格长期看涨情况下，大力推动煤电一体化或许是解决目前煤电矛盾更为可行的手段，这样做的好处，是能在不损害消费者利益情况下，使利益在煤炭和电力行业中重新分配。”
作为高新区的领导，赵新成更关心的是未来几年高新区企业用电到底该怎么解决。
在他看来，解决当地“电荒”的最便捷的办法莫过于海上风电了。“海上风电一是装机容量大，二是距离我们又近，三是建设周期相对较短。海上风电场建成以后，可有效缓解当地的"电荒"。”赵新成说。（中证网）
煤炭物流有成本黑洞 “倒煤”利润三方均分
《证券日报》记者发现，煤炭从生产地运到消费地电厂，中间费用占煤价的36%到50%左右
煤电顶牛形势日益紧张，大多数电企都不约而同地把矛头指向了煤炭企业，认为罪魁祸首就是煤价太高。而对电厂最终支付的煤炭价格进行解剖，《证券日报》记者发现，煤炭从生产地运到消费地电厂，中间的费用占据了煤价的36%到50%左右。
就在煤电中间的这条运输线上，除了各种名目繁多的收费外，也存在着另一个特有的群体，从事“倒煤”的中间商。中间商的存在，成为衔接买方与卖方的重要纽带，但同时，也推动了市场煤价格的上涨。
合同煤没有中间商，也就不会产生这笔费用。但是，煤炭属于卖方市场，在资源比较紧张的情况下，“合同履约率比较低，并且合同煤的煤质相对较差” ，一位五大电力集团之一的内部人士告诉记者，“市场煤的煤质相对较好，很大一部分我们也是通过中间商购买。”
合同煤履约率低煤质差
煤炭产运需衔接会（也称“煤炭订货会”）， 对于发电企业来说，在保证原料需求量和价格上所起到的作用不容小觑。然而，煤炭订货会也一度曾被取消，终于在2011年1月5日重新启动。订货会历时四天，结果令人欣喜，与国家发改委预计的9.32亿吨框架量相比，实际全国完成煤炭合同汇总总量15亿吨，超额近6亿吨。
而发电企业在庆功的同时，担忧的问题也在之后的几个月中逐渐显现。“合同是签了，但履约与否真是个大问题。”华电国际（600027）（600027.SH）董秘周连青在接受《证券日报》记者采访时表示。而另一位同是五大电力集团之一的内部人士告诉记者：“现在煤炭属于卖方市场，电力企业没有主动权。合同毁约率相比前几年高了很多，兑现率低。”同时他也表明了中间伴随出现的另一个更重要的问题，就是在兑现率不高的合同煤中，煤质相对较低。
也就是说，对于发电企业来说，虽然国家2011年明文规定合同煤不能涨价，但实际对电力企业来说，起到的作用有限。
“我们还需采购大量的市场煤才能满足原料的供应。”上述人士同时表示，“合同煤有限，根本满足不了企业的需求。并且市场煤的煤质较好，利用率高。”
而通过中间商采购市场煤还有一个原因，“企业可以与中间商谈好，要求直接送到电厂，中间省去了运输带来的一系列麻烦。”一位煤炭行业分析师对记者表示。
煤炭运输是一件很复杂的事情，中间涉及到的环节部门都很多。“运一车煤得去铁道部批指标，也有各种名目繁多的费用。中间运输由于搬运、自然原因引起的煤炭量的损耗等等都要买方，也就是发电企业来买单的，”该人士继续表示，“通过中间商，包括煤炭企业，电力企业以及中间商，三方相关人员都可以从中间获取一定的额外利益。”
中间环节占煤价3成
到底从煤矿运出的煤炭到达电厂，中间的环节所占费用占据了煤价多少比例，记者致电潞安环能（601699）（601699.SH）证券部王剑波，他表示，公司今年合同煤坑口价约在每吨440元左右，市场煤坑口价约在520元到560元之间。
而一季度煤炭平仓价均价为每吨830元左右。也就是说，中间环节占到了煤价的36%左右。
在中间环节中，“各种煤炭运输中名目繁多的收费，给电力企业带来的负担也是很大的。”一位煤炭行业分析师对记者表示。“点装费、车皮费、卸货费等等，费用种类特别多。从事‘倒煤’的中间商对煤价上涨也有一定的推动作用。他们要从中间获利，这些都是从煤价中提取的。”
提到从事“倒煤”的中间商，并不是近几年才出现的。中间相当可观的利润回报使得很多人专业或业余从事这个行业。“当然，赚的肯定没有煤老板多，但做成一笔也能到手几百万。”一位张姓人士对记者表示。
他从事这一行很多年了，在买方卖方两头都积累了很多老客户。
“一般来说，中间的抽成比例在1%到2%之间，能做到2%就挺高的了。”张先生表示，同时，他举了一个例子向记者说明。若有买家需要电煤，他会按需要的标准去找卖家。中间有两种方式抽成，一种是从煤价中，也就是说在生产商提供的坑口价基础上每吨加几十块钱；另一种是直接与买家商量抽成比例。当然，通常情况下，中间所获利益不是由中间商一家占有的。一个项目中所涉及到的买方卖方相关人员都会得到相应的感谢。
也就是说，若买家需要10万吨一级冶金焦，每吨价格为2120元，总共支付约2亿元，按2%的比例抽成，那么中间商就会获得约400万元，用于三方均分，每方也会获得130万元左右。
当然，人脉的支撑很重要。从事“倒煤”的中间商在买方卖方中都需要很好的人脉关系，这样才能从煤矿中拿到物美价廉的煤炭，有一定的关系才能够运输到目的地。一般来说，通过中间商购买的多属市场煤，本身价格就比合同煤贵。再加上中间商的额外费用，发电企业付出的成本增加也就是必然的了，而这个成本增加是直接体现在煤价上的。而合同煤只涉及到了买卖双方，没有中间商，也很难从中间获利，这也成为合同煤成交比例相对较低的原因之一。
业界人士认为，合同煤与市场煤的同时存在也为中间商提供了投机的机会。
考问煤炭双轨制
“之所以出现‘倒煤爷’，煤炭的双轨制起到了极大的推动作用。”一位煤炭行业专家对记者表示，“价格剪刀差如此大，中间可投机的机会也就很多。”
所谓煤炭双轨制，是指煤炭计划内部分实行国家统一定价，计划外部分实行市场调价。以潞安环能2011年合同煤每吨440元，市场煤每吨540元左右计算，二者相差每吨近100元左右。
在中投顾问发布的《2010—2015年中国煤炭工业投资分析及前景预测报告》中，有这样一段描述双轨制利弊的话语。煤炭价格双轨制一定程度上为电力企业缓解了部分经营压力，而随着市场煤价与合同煤价差距的不断拉大，它给煤电行业之间的沟通和合作带来了很多不便，同时也给腐败提供了机会。
“而近一年表示的尤为突出，市场煤价格涨得快，合同煤几乎维持原价，中间的利润空间更大，”该位专家继续表示，中间利益人多了，某种程度上促进了煤价的上涨。
如何解决这个问题，他表示，“若双轨制取消或是中间的剪刀差缩小，可以压缩一下中间商的利润，侧面抑制煤价过快上涨。”
两个月之内，煤炭中间商沈石奔波于陕西和贵州，希望寻找到更多煤源，驰援湖北、湖南的电厂，同时为自己挣得一份不错的报酬，但他两次均空手而归。
“5500大卡的电煤，陕西榆林某个铁路发运站的‘点装费’需要近200元/吨，贵州六盘水则要50-60元/吨，较之过去已有翻倍，如此下来，我怎么赢利？”沈石抱怨说。
而在此背后，自从3月份以来，湖南、湖北、江西、浙江、江苏、安徽、山西、陕西、河南、广东、四川等十余省，连续遭遇缺电。与此同时，秦皇岛港的煤价已连续8周上涨。
“电荒背后很大的问题是，电力价格并没有反映真实的情况。煤企、铁路部门、火电企业、电网，整个电力体制提高效率，才是最关键的。”国务院发展研究中心产业经济研究部研究室主任钱平凡向本报记者指出。
一吨煤的旅程
山西大同，一位运载煤炭的火车缓缓驶出。在到达目的地上海和广州之前，它需要先至秦皇岛港中转，其间运输费用、税金、各环节加价等非煤费用的总和，占到了终端用户支付价格的55%-60%。
据沈石测算，如果从陕西运煤至湖北黄石，“包括运费、装卸费、磅费、铁路计划费等各项杂费在内，我需要支付170-180元/吨”，但“点装费”也将与此持平。如果说，淡季40-60元/吨的点装费，让他仍有10多元/吨的利润空间，那么“200元/吨，已经把利润空间完全填平了”。
“点装费”是煤炭运销行业公开的秘密，即是支付给铁路发运站的一个费用，以拿到铁路运力并及时运出煤炭，而这并不列入铁路部门正规的财务序列。据悉，2011年国内至少有6亿吨左右市场电煤，需要通过铁路计划外运力支付，它们中的大多数，均需支付点装费。
“为什么2010年中国进口1.65亿吨的煤炭，为什么国内的煤价要比国外高，中国的人工成本不是更便宜吗？”沈石反问说，澳大利亚的煤炭，需要经过火车装运，抵至港口运至中国，距离极为遥远，但纵使至江苏仍有价格优势，这就需要反思中国的物流成本了。
而在增加了各种费用之后，运抵秦皇岛港的煤炭，已水涨船高。5月20日，被誉为“煤价晴雨表”的秦皇岛港各煤种价格中，除5800大卡动力煤价格上涨10元/吨，其余煤种均上涨5元/吨。这已是连续8周上涨，再次刷新近两年以来的峰值。
“煤价上涨速度太快，如果发电导致的亏损，比折旧、运行管理等财务费用支出更多的话，企业只能以检修应对，不然，越发越亏。”中电投一位高管坦言。数据显示，2010年全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数为4660小时；2006年则高达5612小时，而目前这个数字已降至4000小时以下。
而那些仍在开工的火电厂，则需要把电销售至电网，再由电网继续将电销售至下流客户。一买一卖之间，电网的购销差价为每度近0.2元。
国家电监会提供的资料，2010年，全国主要电网企业平均购电价383.89元/千度，同比增长0.05%；平均销售电价（不含政府性基金和附加）为571.44元/千度，同比增长6.95%，此举意味着每千度的购销差价有187.55元。
“如果说，电网是高速公路，那么电网公司是收过路费，但现在是电网公司把买家和卖家两个角色都给担当了。”钱平凡指出。不过电网公司并不能自主电价，“一度电，北京居民是四毛多钱，安徽是六毛多，但政府方面是没有补贴的，所以电网只能压电厂”。
在钱平凡看来，正因为如此，电力价格至今没有理顺，“没有反映整个能源的成本”。
体制性难题
2002年2月国务院下发《电力体制改革方案》，确立“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革任务。
在厂网分开改革中，原国家电力公司被拆分为两家电网公司、五大发电集团及四家辅业集团。而之后，改革几乎陷入停滞。
“十一五”期间电改主要集中在主辅分离、输配分开，但这期间，一个都没有完成。“一位不愿意透露姓名的电力专家对此表示失落，输配分开仅仅是议题，而电网的主业和辅业关系反而加强，电网甚至投入了更上游的发电领域。
5月6日，迟滞许久的电力体制改革，8年后再度迈出新的步伐。电监会当日发布的《2010年电力监管年度报告》显示，电网主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案已获国务院批准，正由国资委、电监会等有关部门和相关企业实施推进。
不过，上述电力专家指出，“输配分开，还是没有任何进展，而这涉及电网企业的利益。”根据国家统计局数据，2010年前11个月，电网实现营业收入2.19万亿元，占整个电力行业的65%；实现利润总额592亿元，同比增长1828%，占行业比重为42%。
“电力体制改革是一个系统工程，每一个环节都要提效，不能压一个保一个。”在钱平凡看来，价格争斗只是表象，要拆解这些难题，只能靠打破垄断，完全市场化。
在他看来，铁路方面除了新建、扩建现有货运线路外，还应允许煤企或地方自行建设铁路专线；而电网方面，则应实行电网的输配分开、差别定价，竞价上网、直供电改革，理顺电价机制。（证券日报）
“电荒”影响需求 煤炭股三条投资主线
山西证券（002500）：三条投资主线
今年的国内煤价呈现淡季不淡的特征，相比往年今年煤价下跌的幅度（往年都在10%以上，今年只有4.5%）以及企稳的时间都好于往年，显示国内的需求也较强势。今年煤价中枢上移，并将在高位运行。
由于电源投资结构的影响、来水情况的不理想、需求的强劲，全国部分省份出现“电荒”，“电荒”的出现使人们更加关注煤电矛盾，且部分省份也在拉闸限电，影响一部分需求，我们认为煤炭价格上涨的空间越来越小，因此我们需要把视线从未来的增幅上转向价格已取得较大涨幅的煤种，从这个角度看，无烟煤的安全边际可能会更高，现在无烟煤的价格相比去年同期上涨30%，而动力煤和焦煤只在10%左右。
关注三条投资主线：一是明显受益于产量增长以及煤炭价格上涨的公司，如西山煤电（000983）、潞安环能（601699）、国阳新能（600348）、煤气化（000968）、冀中能源（000937）、盘江股份（600395）、神火股份（000933）、兰花科创（600123）；
二是有整合以及资产注入的企业，尤其关注山西省内的上市公司，如煤气化、潞安环能、国阳新能、大同煤业（601001）、山煤国际（600546）、开滦股份（600997），这条投资主线值得长期关注；
三是受益于国际煤价上涨，出口相对稳定或有出口配额的企业，如山煤国际、昊华能源（601101）、中国神华（601088）、兖州煤业（600188）。综合起来我们构建的投资组合是：潞安环能、煤气化、国阳新能、冀中能源、昊华能源、兖州煤业、西山煤电、盘江股份。
（摘自山西证券（002500）《视线应从煤价还能涨多少转向已涨了多少》，研究员张红兵）
民族证券：中期适当布局煤炭股
动力煤价格淡季上涨，炼焦煤价格稳定。秦皇岛港动力煤平仓价连涨6周，电厂采购价格连涨4周，焦煤无烟煤价格维持稳定。国际煤价进入胶着状态，国内外煤价差距缩小。2011年预计动力煤价总体将延续上涨走势，价格保持高位。
4月中旬，发改委上调16省的上网电价，近期有消息透露，国家发改委拟补充上调江西、湖南、贵州三省火电上网电价2 分/度，且河南、湖北两省电价上调幅度拟由1.5 分/度调至2分/度。上调电价旨在缓解各地火电企业资金压力，增强采购积极性，缓解各地“电荒”愈演愈烈的情况。短期来看，上调电价有利于煤价上涨的向下传导。
5月17日煤炭股集体反弹，基本面因素并无明显变化。考虑到短期国际大宗商品价格进入调整期，煤价上涨受到诸多关注，上涨有动力也面临阻力。当前煤炭股估值17 倍左右，处于历史偏低水平，下跌空间有限。
短期内美元强势反弹，国际大宗商品市场弱势整理，对煤炭板块形成拖累，我们认为这恰恰给煤炭股提供中期介入的机会。后期可能刺激股价的催化剂因素：1.国内外煤价持续上涨；2.上调电价预期兑现；3.国际大宗商品价格反弹；4.煤炭资源大规模整合对市场的影响超预期；5.宏观经济政策收紧预期有所松动。
1.兖州煤业（600188.SH）：煤价市场化程度高，5年产量增两倍
公司是山东省属煤炭企业，煤炭业务贡献94%的营收。由于公司煤炭产品市场化程度高，在通胀背景下能够充分受益煤价上涨预期。
公司2010 年原煤产量4940 万吨，同比增长36%，增量主要来自山西能化天池煤矿、菏泽能化赵楼煤矿、兖煤澳洲菲利克斯公司。
公司以兖煤澳洲和鄂尔多斯（600295）能化公司为主要资源整合平台，未来有望进一步获取更多资源。“十二五”期间公司将加大国际国内煤炭资源收购力度，做好现有项目的生产建设工作，2015 年原煤产量争取达到1.5 亿吨，较2010 年增长2 倍。公司海外资源收购起步较早，目前资源瓶颈已经解决，未来将逐步释放产量，保障公司中长期可持续发展。
预计2011~2013 年公司EPS 为2.05、2.23、2.42 元/股，动态PE 16 倍，处于历史平均水平，低于行业均值。我们看好公司中长期成长性及确定的业绩增长，给予“买入”评级。
风险提示：汇兑损益，煤价回调，资源收购存在不确定性。
2.昊华能源（601101.SH）：受益出口导向，高盈利高成长可期
公司是我国最大的无烟煤出口企业，每年出口无烟煤200 万吨左右，出口价格普遍较内销价格高300 元/吨左右，出口业务贡献约50%的盈利。2011 财年公司煤炭出口量价齐涨，锁定全年一半的利润。未来随着日本煤炭需求的恢复，公司出口煤价有望持续上涨。
公司成立香港公司，立足海外资源收购，目前进展顺利。内蒙古红庆梁煤矿已经进入内蒙古地区“十二五”规划，正等待国家发改委的审批，后续将成为继高家梁矿之后的又一增长点。
2011 年一季报净利增长94%，预计2011~2012 年每股收益至3.01、3.57 元，动态PE19倍，基于公司煤质优势、客户优势、高盈利能力、业绩确定增长，公司可享受一定的估值溢价，维持“买入”评级。
风险提示：国内无烟烧结煤价涨幅低于预期，吨煤成本涨幅超预期，资源收购存在不确定性。
银河证券：煤炭板块当前投资策略（荐股）
我们的分析与判断：
1、3 月上旬开始，下游电厂煤炭库存出现持续下降，而发电量3-4 月份基本都是20%以上的增幅；根据动力煤库存与价格历史上的变化周期来看，在下游库存出现连续下降之后的1.5-2 个月后，动力煤价格将会出现显著的连续上涨，可以预见，5月份动力煤价格将会有所上涨。从近几年的情况来看，5-6 月份的动力煤价格都有上涨，这是下游电厂为了迎接夏季用电高峰而提前补库存的结果。
2、主要动力煤企业对发改委的限价政策执行都是比较严格的。所以，鉴于限价政策的存在，市场动力煤价格即便会上涨，但动力煤企业的业绩未必会相应大幅增长。
3、合同占比较高的动力煤企业的业绩增长会受约束，而市场煤占比较高的动力煤企业则相对受益，可以重点关注兖州煤业（600188.SH）。
4、重申对目前行业的看法：
从影响煤炭行业走势的四大关键因素来分析：盈利、估值、预期、流动性。盈利上，市场目前已基本反映了年报及季报所带来的盈利预测的调整；预期和流动性则是和宏观紧缩政策密切相关的，目前尚未见明显的趋势性改善；从估值来看，目前主流公司2011 年动态PE 约18-19X 左右，基本处于历史均值水平。
如果只是价格波动带来盈利的改善，那么板块的上涨空间是很有限的，仅仅靠赢利驱动而估值却下移，这样的行情根本没有过。
煤炭行业的“最佳买点&；行情催化剂”：基本面平稳+ CPI 下行拐点出现（紧缩政策见顶）。价格持续上涨预期带来盈利预测的调整以及紧缩政策见顶带动估值提升的“戴维斯双击”，是板块出现大行情的主要推动力，目前来看，这一双击效应行情在3-4 季度出现的概率较大。（银河证券研究所）
申银万国：煤炭板块逐步配置优质品种（荐股）
投资评级与估值
我们认为市场对经济增长放缓及通胀压力等因素预期充分，煤炭股近期连续下跌正是风险释放的过程。在2011年煤炭局部供不应求的大前提下，我们建议投资者在下跌中逐步买入而非卖出煤炭股。因为我们认为足够便宜的估值，以及稳健的盈利预测将重新吸引投资者关注煤炭股，催化剂或许是增长趋势逐渐明确或油价下跌带来的输入型通胀压力减小。个股方面5月份我们推荐动力煤现货比例高或具备外延式扩张预期的品种：昊华能源、中国神华、兖州煤业、冀中能源。
关键假设点
一季度行业整体运营状况良好，产销两旺：应收账款平均周转天数从去年18天左右的水平降至15.6天，存货周转天数仍然维持30天左右的水平。展望2季度，由于部分下游行业如钢铁、化工等行业有去库存压力，减产恐难避免。因此，我们或许会在2季度或3季度看到应收账款回收天数有所延长，库存微幅上升。但我们并不认为2、3季度行业营运状况会发生本质变化，在经济恢复的大趋势下煤炭处于高景气周期的局面不会立即改变，除非经济重新陷入较大困局。
有别于大众的认识
4月份，很多投资者将煤价上涨归因为大秦铁路（601006）和京藏铁路同时检修，但是我们认为到6、7月份哪怕各运输通道都畅通，供不应求的局面依然会出现，动力煤现货价格上涨预期仍然强烈。
我们细细分析东部沿海地区供耗就不难发现，煤炭局部供不应求的情况在2011年非但没有解决，反而得以强化。
1季度用电量、钢铁、水泥、化工等分省数据显示，东部沿海地区钢铁、水泥等高耗能产业的产量增速下降明显，比如1季度该区域内钢铁产量增速仅为3.6%，低于全国水平。但是，由于其他工业及服务业、居民用电的快速增长，东部沿海地区的用电量增速超过了全国水平，达到13.3%。若假设全年该区域火电发电量增速为10%，钢铁等年度产量增速与1季度持平，那么该区域11年新增需求就已经达到1.2亿吨以上。考虑到净进口量减少，实际国内“西煤东运”增量很可能突破1.5亿吨，相当于新造一条朔黄线。
我们简单统计几条西煤东运干道，今年新增运力最多8000万吨，无疑其余增量必然大幅加大“三西”公路出省压力由运能瓶颈导致的动力煤供不应求在2011年势必更加明显。（申银万国证券研究所）
申银万国：淡季“电荒”昭示煤价上行趋势确立（荐股）
投资评级与估值：
淡季“电荒”昭示动力煤需求在旺季及2012 年将进一步增加，煤炭供不应求趋势还将延续；电价机制理顺是解决“电荒”的必由之路，价格机制顺畅更有助于供不应求趋势在煤价体系中得到更充分的体现。
看好动力煤相关公司。短期推荐现货比例较高的公司，中期推荐合同煤量价齐升概率大的公司，同时兼具区域优势，我们依次推荐恒源煤电（600971）、兖州煤业、中国神华、山煤国际、国投新集（601918）。
关键假设点：
用电增速持续高增长是导致电荒、煤荒的根本原因。依据利用小时数测算，我们发现江苏、浙江、重庆为“硬缺电”，未来两年解决“电荒”矛盾，只能向安徽、湖北、贵州增加调入，从而拉动安徽、贵州地区煤炭需求增加、机组小时数进一步走高；
江西、湖南为“软缺电”，进一步疏通运煤“中通道”是解决该区域煤电矛盾的根本办法，疏通前区域内上市公司将充分受益于煤价提高。
有别于大众的认识：
市场对各地“电荒”成因没有形成清楚认识，从而对动力煤未来供需形势不能做出明确判断。通过研究我们发现：
华东地区“电荒”源于机组建设滞后，未来两年增加安徽、湖北地区调入量是解决电荒的唯一办法。皖电东送规模扩大，将使安徽省内国投新集、恒源煤电受益，恒源煤电短期将受益现货比例高，国投新集合同占比高或将迎来量价齐升的发展时代。兖州煤业区域优势明显，也将充分受益现货价格上涨。
华北地区目前尚未出现电荒，但机组利用小时也已接近6000 小时，增加内蒙、山西调入也势在必行。两地煤炭企业下半年坑口煤价将有所上涨，从而最终抬高沿海动力煤价格水平。
华南地区“电荒”尚不明显，其中广东地区利用小时水平低于5000 小时，对煤价比较敏感。若国际及沿海动力煤价格持续上涨并触碰发电现金成本，将损失区域电厂发电积极性，因此调高电价是规避该区域步入“电荒”的有效办法。
综上所述，我们认为用电需求增长与装机、电网及煤运通道建设滞后之间矛盾，是导致此轮“电荒”的根本原因。在此过程中，结构性供不应求将使煤价上行趋势延续，相关动力煤公司均受益。（申银万国证券研究所）
中金公司：煤炭板块适当关注超跌个股（荐股）
投资建议：
动力煤价格将高位震荡，而焦煤价格则维持弱势。受到近期美元指数反弹、原油价格回落、澳洲煤矿逐步复产的影响，国际动力煤和焦煤价格均有所回落。国内方面，港口和电厂动力煤库存总体平稳，但部分地区供应仍略显紧张，动力煤价格延续小幅上涨的势头。随着夏季用煤高峰的到来，动力煤价格有望高位震荡。焦煤方面，由于钢厂仍在去库存，未来钢铁产量将受到限电措施的影响，预计焦煤价格仍将维持弱势震荡格局。
关注电荒对煤炭行业影响，煤电一体化企业有望受益。近期各地电荒出现蔓延态势，背后既有电源建设滞后的因素，也有煤炭供需结构不合理和煤价过高的因素。解决当前电荒，政府可能采用增加煤炭运输、提高发电利用小时数、抑制电力需求、上调电价、抑制煤价等手段，采用不同手段对煤炭影响不尽相同。1）针对部分地区存煤过低的情况，加大电煤生产和运输力度，提高发电企业利用小时数，使电力需求得到有效满足；2）对钢铁、水泥、化工、电解铝等高耗电行业进行限电，焦煤、无烟煤需求将受到负面影响；3）上调火电亏损地区上网电价以提高发电积极性，拥有电力业务的公司将受益，如中国神华；4）通过约谈等方式调控煤价，从而降低火电企业发电成本。中长期来看，电价改革有望逐步展开，从而打开合同煤价格上涨空间，合同比例高的动力煤公司价值将逐步得到体现。
仍建议关注估值便宜、业绩增长确定的防御性品种。经过前期的回调，煤炭板块估值已具备一定的安全边际，但短期上涨动力不足，仍建议关注估值便宜、业绩增长确定的防御性品种。A股包括中国神华（现货比例持续提高，2011年产量增速加快，未来资产注入值得期待，2011年P/E仅12.5倍，相对A股煤炭板块有明显优势）和兖州煤业（2Q业绩有望大幅增长，澳洲上市带来新的增长点，关注榆树湾项目进展，2011年P/E为16.6倍）；H股包括中国神华（2011年P/E为12.6倍）、兖州煤业（2011年P/E为12.3倍），并逐步关注中煤能源（601898）介入机会（2012年将重回快速增长轨道，目前股价对应的2011年P/E为11.2倍）。（中金公司研究部）
齐鲁证券：煤炭板块短期或有技术性反弹（荐股）
投资策略：维持对市场中性观点，短期或有技术性反弹。上周央行公布存款准备金率的再上调，在一定程度上释放了短期的政策预期，煤炭板块大幅下跌之后或有技术性反弹需求。然而在大的环境没有发生改变的前提下，结合本周的调研结果，我们对煤炭板块的市场观点维持不变:持续的紧缩政策导致未来需求明显放缓的迹象。如果通胀压力以及货币紧缩有缓解的迹象出现，我们认为煤炭在15倍PE将有较强支撑，若紧缩政策持续加码，则对市场预期仍然谨慎，目前开始进入“政策观察期”。看好煤炭行业中长期基本面保障房的建设、煤炭资源整合将对煤炭景气形成强有力的支撑。因此，我们认为应继续密切跟踪政策与下游需求侧的变化。建议关注:中国神华、西山煤电、平庄能源（000780）、潞安环能、冀中能源。 （齐鲁证券研究所）
鄂尔多斯：“电荒”中更好的投资标的
我们认为在这次“电荒”中，鄂尔多斯是比电解铝企业更好的投资标的。因为从产品讲，电力成本占硅铁生产成本的比例更大，电荒对硅铁影响更大。而从行业公司角度讲：高耗能产业在向西北转移，鄂尔多斯受益，但电解铝上市公司有明确受益的吗？鄂尔多斯有完全自给的煤和电，电力成本0.15 元左右，电解铝企业有吗？
鄂尔多斯产能有明确扩张计划，预计“十二五”复合增长率 30%，电解铝企业有吗？鄂尔多斯受集团支持，有资源注入预期，电解铝企业有吗？鄂尔多斯盈利能力强，毛利率35%左右，电解铝企业有吗？鄂尔多斯动态PE 不足20 倍，电解铝企业有吗？总之，电解铝企业很多只能依托铝价上涨受益，而鄂尔多斯除更收益于电价上涨外，内生外延增长点多，且估值便宜，是更好的电荒投资标的。
公司一季度经营状况超市场预期。营业收入 28.75 亿元，同比增长30.2%；每股收益0.22 元，同比增长69%；毛利率34.5%，与2010 年相比温和上涨。增长的主要原因是产品产量增加及产品价格同比大幅上涨。
铁合金、电石等高耗能产品价格受成本推动进入上涨期。继湖南、湖北、山西和江苏等省出现电力紧张后，浙江、广东、重庆等省市也加入“电荒”大军，我们判断“十一”五末被动拉响的拉闸限电可能再次在“十二五”开局之年重现。
公司内生、外延式增长的预期依然强烈。公司煤矿、电厂、硅铁、电石、多晶硅等产能均有明确增长，预计十二五期间公司业绩增长率在30%以上。集团资源支持、内蒙煤矿整合、电力过网费调整可能是公司未来的业绩增长点。（国泰君安证券）
中国神华向煤炭市场领导者迈进
投资评级与估值
预测公司 2011-2015 年每股收益为2.26、2.6、2.96、3.67、4.6 元/股，对应动态PE 分别为13.1、11.5、10.1、8.1、6.5 倍，相对煤炭行业平均估值水平20 倍折价34%，目前估值偏低。在谨慎假设下，五年实现业绩翻番，如果放松关键假设，可以期待更高的业绩增长。随着公司现货比例提高、外购煤盈利贡献及其对公司市场控制力的长远影响逐渐被市场所充分认识，公司估值将回归合理水平，给予2011 年18 倍估值，对应1-6 个月目标价40 元，目前股价29.75 元，上涨空间35%，给予“买入”评级。
关键假设点
编织蒙陕区域铁路网，十二五末煤炭集运能力将达6 亿吨；贯通朔黄铁路，西煤东运能力将达4 亿吨；建成黄骅天津两大港口，北煤南运能力将达3 亿吨；控股新世纪（002280）航运，海运运力将达1 亿吨。
直达和下水煤总销量受铁路运力限制，下水煤销量受港口吞吐能力限制，自产煤现货比例稳定在30%左右，贸易煤全部为现货，合计现货比例稳定在50%左右。十二五公司煤炭销量将从2.9 亿吨上升到5.7 亿吨，增长95%，CAGR14%；自产商品煤从2.2 亿吨上升到3.8 亿吨，增长73%，CAGR12%；外购煤从0.72 亿吨上升到1.9 亿吨，增长161%，CAGR21%。
有别于大众的认识
中国神华自2007 年10 月回归A 股以来，股票表现多落后于行业平均水平。在投资者眼中，该公司业务体量大、未来利润增速不具备吸引力；同时接近6000 亿的市值，让市场难以期待市值规模继续扩大。但实际上，公司在2009 年提出了“大销售、大物流”发展战略，2010 年更明确提出打造“中国煤炭沃尔玛”。神华将不仅是中国最大的煤炭生产商，还将是中国乃至全球最大的煤炭交易商，市值增长空间自此打开。
以上战略的调整，将会改变投资者原有认识：第一，贸易比例提升的背后是现货比例的提高，是业绩弹性的提升。2009 年以来，神华现货煤占比从30%提升至45%，2011 年还将提升至50%，十二五末现货比例有望进一步提高。第二，神华未来5 年产量增速仍将保持10%-15%增长水平，在A 股上市公司中居于前列；第三，“坑口采购、港口销售”并非只增收不增利，这部分利润将是未来业绩超预期的动力。
股价表现的催化剂
合同现货煤价上涨，路港航运能释放超预期，公司加大外购煤贸易力度。
核心假设风险
国家加强合同现货煤价调控，外购煤利润率降低，市场控制力提升小于预期。（申银万国证券研究所）
兖州煤业未来三年稳定增长
10 年业绩符合预期。公司10 年实现收入348.44 亿元，同比增长62.06%。净利润90.09 亿元，同比增长132.16%，对应EPS 为1.83 元，符合预期的1.90 元。分配方案为每10 股派发现金股利5.90 元。
10 年产量增量近8 成由Felix 贡献。10 年原煤产量4940.3 万吨，同比增长36.12%；销量4963.4 万吨，同比增长30.6%。公司09 年底收购Felix，10 年Felix 旗下矿井产量为1032.9 万吨，占公司10 年原煤产量增量的78.8%。
四季度毛利率环比增加10 个百分点，11 年有望继续提高。由于莫拉本四季度基本达产，赵楼四季度产量环比增加，吨煤成本降低，公司四季度毛利率为56.7%，较三季度增加10 个百分点。四季度管理费用率环比增加近6 个百分点，主要是因为修理费在4 季度计提。
莫拉本、赵楼煤矿将是11 年的主要增量。09 年底赵楼煤矿投产，10 年产量为160万吨。莫拉本煤矿10 年8 月份投产，10 年产量为380 万吨。预计这两座煤矿11年增量将在600 万吨以上。
公司现货比例低，并受惠于澳洲煤价上涨。公司10 年合同煤比例为22%，远低于其它动力煤公司，电煤限价的规定对公司影响最小。受洪水影响，澳洲焦煤价格大涨，公司明显受益。汇兑损益对公司业绩影响很大，10 年汇兑损益贡献EPS0.38元，预计11 年、12 年EPS 分别为1.68 元和1.82 元（未考虑汇兑损益），动态PE 分别为19 倍和18 倍，维持“谨慎增持”评级。（国泰君安证券）
山煤国际注入后将实现高成长
公司11 年一季度业绩0.29 元/股，实现净利润2.17 亿元，同比增长93%，业绩基本符合申万预测0.30元/股。公司本期实现营业收入106.66 亿元，同比增长44%，环比下降21%。公司本期销售费率为0.8%（去年同期1%），本期管理费用率为1.8%（去年同期为1.9%），所得税率26.7%（去年同期32.2%）均有所下滑主要是公司进一步扩大煤炭贸易量所致。
公司一季度现金流情况表现较差。公司每股经营性现金流从10 年底的1.49 变为-0.28，较去年同期减少191.85%，公司解释下降较多主要为当期销售采用票据结算较多所致；销售商品和提供服务所获得的现金比营业收入从10 年底的80.5%下降到一季度的80.3%（10 年一季度此项指标高达112%）；支付给职工以及为职工支付的现金较上年同期增长50.77%。
公司董事会决议公告：“由于生产经营需要，公司决定向中国农业银行（601288）股份有限公司太原市城西支行申请12亿元的综合授信，其中10 亿元用于流动资金贷款，2 亿元为贸易融资。”
增发收购的小矿870 万吨产能预计12 年可投产。公司拟非公开发行股票价格不低于23.06 元/股，增发不超过23，850 万股收购集团整合的7 个主体矿井以及太行海运有限公司资产。增发后集团持有上市公司股权比例将从75.90%下降到57.59%，总股本将从7.5 亿股增加到98850 万股。本次注入矿井，整合后规划产能870 万吨，权益产能559 万吨，保有储量6.94 亿吨，权益储量4.2 亿吨。预计增厚12 年业绩幅度19%，增厚13 年业绩33%。
如果不考虑增发，预计公司11 年业绩1.36 元/股（原预测1.46），考虑到未来优异的成长性，我们维持“增持”评级。下调盈利的主要原因在于调高了少数股东损益占比。同时12 年-14 年业绩也分别下调为：2.08、2.36、2.42，注入后预计12 年业绩2.50 元/股，对应12 年估值13 倍。公司煤炭体量小，未来成长性佳，11 年公司铺龙湾和霍尔辛赫将投产，且增发注入后未来3 年公司权益产量复合增速可达50%，且集团还有接近千万吨的整合产能有待成熟后注入，维持增持评级。（申银万国证券研究所）
平煤股份（601666）业绩基本理想 期待产能恢复
平煤股份公布2010 年报，收入229 亿元，同比增长22%；净利润18.5 亿元，同比增长31%。EPS为1.02 元；ROE 为21.9%。
点评：
我们认为，平煤股份分享行业景气，增长略低于预期。原因在于河南省的煤炭安全形势严峻影响煤炭产量。分析如下：
煤炭产销量低速增长。2010 年，平煤股份原煤产量3981 万吨，同比增长6.4%。商品煤销量3729万吨，同比增长4.8%；其中，精煤销量45 万吨，降幅6.9%；混煤产量2732 万吨，同比增长7.9%；其他选煤401 万吨，同比增长3.6%。
综合煤价上涨格涨幅较大。从煤炭价格来看，平煤股份综合煤价为488 元/吨，上涨66 元/吨，涨幅15.7%。其中，精煤、混煤和其他洗煤价格分别为1243 元/吨、382 元/吨、94 元/吨，分别上涨涨幅分别为13.8%、29.9%和-11%。
原煤吨煤成本上升14%。从煤炭采选成本来看，原煤吨煤成本为317 元/吨，同比上涨14%。我们认为主要是工资上涨、安全管理成本加大。
增长点：首山一矿；本部矿井产能恢复性增长；部分矿井的改扩建；
预计平煤股份2011-2013 年EPS 分别为1.34 元、1.65 元和1.94 元，估值水平略低于行业平均水平，维持推荐评级。（兴业证券（601377）研发中心）
昊华能源国际煤价上涨直接受益者
国内最大无烟煤出口企业，出口占比40% 公司是国内最大无烟煤出口企业，2009年出口量132万吨，占全国无烟煤出口量的40%。2010年上半年，公司出口收入占公司总收入的比例也达到40%。
澳洲洪灾将引发国际冶金煤价格暴涨澳大利亚自11月份以来持续暴雨，煤矿生产和运输遭受严重影响，必和必拓、力拓、英美资源、peabody等企业纷纷宣布旗下煤矿遭遇不可抗力，无法履行之前签订的合同量。据报道，目前受影响的煤矿产能达到8000万吨，约占澳出口量的1/3。澳大利亚是全球最大的冶金煤出口国，冶金煤贸易量占全球贸易量的60%。其价格足以影响全球炼焦煤价格。2008年年初，澳洲遭受洪灾严重程度与目前相似，当时国际炼焦煤价格从2007年的98美元/吨暴涨至2008年的300美元/吨。
公司出口煤价涨幅或超预期一季度日澳炼焦煤合同价为225美元/吨，我们判断2010年二季度国际炼焦煤价格有望上涨至300美元/吨以上。2008年年初由于澳大利亚洪灾的影响，昊华能源长协价格翻了一番以上。2010财年，公司无烟煤长协价为185美元，由于公司无烟煤价格与炼焦煤价格比例大致在70—75%左右，因此，假若二季度国际炼焦煤长协价涨至2008年水平，公司无烟煤长协价格有望涨至225美元/吨。而公司无烟煤出口量占公司全部产量的40%，将充分受益煤价上涨带来的业绩增长。
盈利预测及投资建议预计公司2010—2012年EPS分别为2.33元、3.41元（出口煤价按225美元/吨假设）和3.65元，继续给予公司买入“评级”，强烈推荐。（广发证券（000776）研究中心）
露天煤业（002128）业绩超预期增长 需求增长是关键
事件：
露天煤业发布业绩预增修正公告，预计2010年净利润为136875-156428万元，同比增长40-60%，高于三季报时预期的净利润增长20-40%的幅度。
点评：
我们认为，露天煤业的业绩增长符合预期，并且高于我们预期的1.11元是大概率事件。判断依据如下：
四季度EPS约0.22-0.37元。根据露天煤业的公告，其2010年净利润为136875-156428万元，我们测算四季度单季净利润为29924-49477万元，折合EPS约0.22-0.37元，则露天煤业全年业绩为1.03元-1.18元，我们预期的1.11元恰好为平均值。基于煤价上涨和并表，我们预计露天煤业业绩更接近EPS上限。
预增原因比业绩更为重要。在关注业绩增长超预期的同时，我们更关注业绩超预期原因。露天解释是煤炭产品产销结构变化、参股公司利润增长以及压缩成本等原因。因公告信息过于简单，我们剖析如下：
1煤炭产销结构变化。虽然公告中露天煤业并没有提示煤价上涨信息，但我们认为“调整产销结构”的另一重含义就是灵活定价，在下游需求旺盛且季节性特征下，调整产销结构在长期是可以维持的，值得关注。
2参股公司利润增长。因数据匮乏，我们难以判断是哪个子公司净利润增长。但是，我们注意到新收购且并表的扎哈淖尔露天矿可能性较大。2009年1-9月，扎矿净利润164万元。2010年1-5月，扎矿煤炭产量512万吨，6-12月预计700万吨，预计全年1200万吨，2011年有望达产至1500万吨，相当于2009年煤炭产销量3350万吨的45%，假设盈利能力持平，应增厚业绩45%。但事实并非如此，露天煤业煤炭产销量是在公司体系内进行调配的，只有下游需求增长才构成产销量增长。（兴业证券研发中心）
山煤国际未来产能将以几何级数增长
在建矿2011年产量释放：公司在建的铺龙湾矿与霍尔辛赫矿设计产能分别为120万吨/年和300万吨/年。两矿生产系统情况良好、均已联合试生产。明年第一季度之前，两个在产矿将完全达到各自设计产能，预计2011年将合计贡献370万吨产能，相当于公司2010年煤炭产量58.8%。
整合矿蓄势待发：涉及公司非公开发行募集资金投向的整合矿已经全部停产，正在进行技术改造，安全生产证照也已开始逐步进行换领。2011年将是公司整合矿的蓄势期，整合产能将于2012年开始逐步释放，2013年全面释放。如增发进度正常，公司2013年煤炭产量将达到近1900万吨，相当于今年产量近3倍。
除此次增发的870万吨整合产能外，山煤集团尚有近2000万吨煤炭产能未注入上市公司。庞大的集团资产和确定的注入预期值得长期关注。煤炭业务的扩张将改变公司以往煤炭贸易业务主导下的低毛利率格局。
山煤国际的煤炭贸易业务一直被市场低估，主因是大部分投资者认为该业务虽然收入额较大，但毛利低，贡献利润少，估值上应与高速公路企业相当。我们认为山煤国际的煤炭贸易业务具有广泛的地域覆盖和相对垄断的物流渠道，其贸易利差是可变的，其趋势向好，这一点从公司2010年的经营情况中即可得到验证。
在不考虑增发的情况下，公司2010-12年每股收益分别为1.10元、1.63元和1.84元。预计公司非公开发行事项在2011年第一季度有望通过审批，增发完成后，公司整体规模和盈利能力将以几何级数提升：预计公司2011-13年摊薄每股收益分别为1.24元、2.01元和3.04元，对应当前股价市盈率仅为19.4X、12X和8X。
公司净利润年复合增长率达到54%，成长空间巨大，估值水平理应在煤炭板块内享有溢价。鉴于公司本部矿井2011年产量增速明显、非公开增发成功可能性较大、集团后续资产有望持续注入等预期，给予公司“推荐”评级，强烈建议关注。（东北证券（000686）研究所）
中国神华估值处历史低位
1 月25 日，公司发布2010 年12 月份及全年主要运营数据公告，2010 年全年公司生产煤炭224.8 百万吨，同比增长6.9%，商品煤销量达292.6 百万吨，同比增长15.1%；总发电量1411.5 亿千瓦时，同比增长34.3%，售电量1314.1亿千瓦时，同比增长34.5%。
我们认为：
（一）产量增速放缓，外购煤业务是未来的看点
（二）政府对重点电煤合同的限价措施对公司影响预计不大
（三）集团资产注入值得关注
1、收购集团资产：资源/产能增厚，长期意义大于短期利益
2、神宝公司“十二五”将达5000 万吨煤炭产能，是此次注资的一个亮点
3、神华集团的资产注入大幕已拉开
建议：
公司未来5年的成长性可以期待。不考虑注资影响，维持对于公司的盈利预测，2010-2012 年销售收入分别为1507亿元、1657 亿元、1822 亿元，EPS 分别为1.84、2.07、2.28 元，公司目前股价对应2010-2012 年PE 分别为12.4X、11.1X、10.1X，估值处于历史低位水平（与2008 年10-11 月份基本相当）。坚定维持对于公司“推荐”的投资评级。（银河证券研究所）
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